2025年10月17日，江蘇省發改委正式發布《江蘇省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展實施方案》，明確了全省新能源電價市場化改革的具體路徑和時間節點，自2026年1月1日起執行，有效期五年。

2026年1月1日起，全省光伏發電、風力發電項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成；適時推動生物質發電等其他新能源項目參與交易。存量項目（2025年6月1日前并網）：機制電量占比不高于90%（戶用分布式光伏、光伏扶貧項目為100%），機制電價參考江蘇省燃煤發電基準價（0.391元/千瓦時）執行，執行期限至項目剩余全生命周期合理利用小時數耗盡或全容量投產滿20年（取較早者）。增量項目（2025年6月1日后并網）：不再強制配儲，通過競價獲取機制電量（申報電量不低于每年機制電量總規模的125%），機制電價通過分類競價（海上風電、其他風電和光伏）確定，執行期限按同類項目回收初始投資的平均期限確定。

2025年初，國家發改委、能源局聯合發布的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，簡稱“136號文”）正式實施。

這份里程碑式的文件徹底改變了新能源行業的游戲規則。以2025年6月1日為界，按“新老劃斷”原則差異化推進存量和增量項目全面入市。

隨著廣東、江蘇、遼寧等省份相繼出臺承接方案，新能源產業正式從“政策依賴”邁向“市場驅動”新階段。

01 136號文核心：重構新能源行業邏輯

136號文的核心在于宣告新能源產業徹底告別“計劃呵護”，全面擁抱競爭激烈的市場化環境。政策推動新能源從以往“保障性收購為主、部分參與市場”的模式，堅定轉向 “全面入市交易+場外機制保障” 的新范式。

存量與增量差異化管控

政策對存量和增量項目采取了分類施策的思路。

存量項目（2025年6月1日前投產）繼續執行差價結算機制，機制電價參考當地燃煤發電基準價執行。如廣東省明確存量項目機制電價參考廣東省燃煤發電基準價0.453元/千瓦時執行。

增量項目（2025年6月1日起投產）則完全轉向市場化競價模式。各省份組織已投產和預計次年年底前投產的項目參與競爭，按報價從低到高確定入選項目。

取消強制配儲

136號文明確“不得將儲能作為新能源項目并網前置條件”，直接終結行政強制配儲模式。這一轉變推動儲能從“必須完成的政策任務”轉變為“能賺錢的盈利選擇”，企業可通過峰谷套利、輔助服務等方式覆蓋成本，競爭焦點從“卷價格”轉向“卷價值”。

02 地方響應：各省市政策落地舉措匯總

截至2025年10月，全國已有廣東、遼寧、江蘇、山東、甘肅等13個省份出臺了“136號文”承接文件，各地根據實際情況制定了差異化實施方案。

廣東省實施方案

廣東省于2025年9月19日印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的實施方案》。方案明確：存量項目機制電價參考廣東省燃煤發電基準價0.453元/千瓦時執行；增量項目則按海上風電、其他風電和光伏項目三類分別組織競價。廣東還支持創建一批“低碳園區”“零碳園區”，建設智能電網，加快微電網、虛擬電廠、源網荷儲一體化項目建設。

江蘇省政策特點

江蘇省的實施方案將于2026年1月1日起正式實施，明確全省光伏、風電上網電量全部進入電力市場。江蘇采取了較為寬松的存量項目機制電量比例——90%，其中戶用分布式光伏項目、光伏扶貧項目機制電量比例為100%。機制電價參考江蘇省燃煤基準價0.391元/千瓦時執行。

遼寧省執行方案

遼寧省在2025年10月14日發布了新能源上網電價新政策，明確存量項目機制電價為0.3749元/千瓦時。執行期限按各項目剩余全生命周期合理利用小時數對應月份與投產滿20年對應月份較早者確定。

其他地區進展

山西省長治市：聚焦智慧能碳源網荷儲一體化，建設“市級—區縣級—企業級”三級能源互聯網平臺

甘肅、山東：率先建立發電側容量電價機制，甘肅還率先建立了包含煤電、電網側新型儲能的發電側容量補償機制

03 行業變革：新能源市場從政策驅動轉向價值驅動

136號文的深入實施正從根本上改變新能源行業的盈利模式和發展邏輯，主要體現在三大轉變：

盈利模式重構

新能源收益與市場供需綁定，通過“機制電價”銜接現貨市場，在抑制價格無序波動、提供收益托底的同時，也限制溢價空間、重塑行業盈利模式。“機制電價-現貨價格-中長期交易” 的價格聯動機制正在形成閉環。隨著各省競價工作陸續展開，機制電價的全面落地將開啟以投資收益為核心的新能源發展新周期。

儲能行業轉折

強制配儲的取消倒逼儲能行業斷奶自立。新型儲能從新能源的“附屬品”蛻變為電力市場的“實力玩家”。儲能企業需要通過現貨套利、容量租賃或調頻服務實現市場化盈利。

技術競賽升級

136號文推動企業從“規模擴張”轉向“效率提升”，具有成本優勢、運行管控得當的增量項目，將通過市場獲得高于行業平均水平的收益。深遠海、大型化趨勢催生風電技術迭代。隨著海上風電向深遠海逐步推進，大型化成為風機發展必然方向，將進一步推動風機各環節技術迭代。

04 未來十年：新能源企業競爭的關鍵領域

在全面市場化的環境下，新能源企業需要在以下幾個方面構建核心競爭力：

精細化運營能力

電力現貨市場價格波動劇烈，精準預測成為提升市場競爭力的關鍵籌碼。預測誤差每降低1個百分點，就可能為風電項目帶來2%-3% 的額外收益。企業需提升交易策略，例如與儲能“打捆”形成更穩定出力單元參與報價。

技術迭代速度

光伏與風電技術迭代加速。2025年上半年陸風新增裝機并網同比增長95.52%，海風新增裝機并網同比增長200%。大型化成為風機發展必然方向，推動塔筒、碳纖維葉片、半直驅傳動鏈等技術升級。

市場化交易能力

新能源企業需要建立專業的交易團隊，把握電力市場交易機會，參與綠電交易，獲得綠證收益。具有成本優勢、運行管控得當的增量項目，將通過市場獲得高于行業平均水平的收益。

綠電價值變現

136號文推動新能源價值被拆分為電能量價格與環境溢價。企業可動態分配電量，綠證高價時優先售環境價值，低價時轉售電能量，增強抗風險能力。同時，綠證成為鋼鐵、數據中心等行業簽署長期綠電協議（PPA）的定價錨點，推動綠電消費規模化。

05 儲能產業：從配角到C位的價值重塑

隨著136號文的落實，儲能行業站上了前所未有的風口。截至2025年6月，新型儲能累計裝機突破100GW，這個數字是“十三五”末的32倍。

多元化應用場景爆發

2025年1-9月，全球儲能新增裝機達86GW，同比增長92%，其中國內新增41GW、海外新增45GW，“四駕馬車”共同撐起行業業績彈性：新能源配儲作為基本盤，受136號文存量搶裝驅動。用戶側儲能同樣表現亮眼，廣東、江蘇等省份峰谷價差超1.2元/度，配套1MWh儲能系統的企業年套利收益可超180萬元。電網側儲能則在向“多收益模式”轉型，不再依賴單一調峰業務。數據中心成為第四大需求支柱，2025年1-9月國內數據中心儲能新增15.8GW，同比激增280%。（數據來自：36Kr-格隆匯）

容量補償機制突破

新型儲能容量補償取得關鍵突破。《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》和《電力現貨連續運行地區市場建設指引》明確探索建立覆蓋發電機組、新型儲能等的可靠容量補償機制。甘肅、寧夏已率先提出建立包含煤電、電網側新型儲能的發電側容量補償機制。在政策“明示”下，各地將逐步推動發電側容量補償機制建設。

市場化的道路已經鋪開，各省份的競價工作將陸續展開。未來幾年，隨著機制電價全面執行，我們將看到新能源行業真正的分水嶺——擁有精細化運營能力、技術優勢和良好項目選址的企業將在市場化浪潮中脫穎而出。

對于新能源企業，“跑馬圈地” 的時代已經結束，“精耕細作” 的時代剛剛開始。未來十年，成功將屬于那些能夠把握技術迭代、精準預測發電、優化交易策略的市場參與者。